авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ  БИБЛИОТЕКА

АВТОРЕФЕРАТЫ КАНДИДАТСКИХ, ДОКТОРСКИХ ДИССЕРТАЦИЙ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ

Астрологический Прогноз на год: карьера, финансы, личная жизнь


Методы повышения надёжности и эффективности технологического и энергетического оборудования в процессах добычи и транспорта нефти и газа

На правах рукописи

СМОРОДОВ ЕВГЕНИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Специальности: 05.02.13 – «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль) 05.26.03 – «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный консультант доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, доцент Новоселов Владимир Викторович;

доктор технических наук, доцент Ямалиев Виль Узбекович;

доктор технических наук, профессор Гумеров Риф Сайфуллович.

Ведущая организация «Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан» при Кабинете Министров Республики Татарстан.

Защита состоится «20» февраля 2004 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « » января 2004 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Обеспечение надёжности эксплуатации и про изводственной безопасности объектов нефтегазовой отрасли в современном обществе является важнейшей задачей. Технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья являются по своему характеру потенциаль но опасными, что связано с большими объемами горючего органического сы рья, добываемого на промыслах и транспортируемого на дальние расстояния.

Крупные аварии на предприятиях отрасли приводят к экологическим катастро фам, для ликвидации последствий которых необходимы значительные финан совые затраты, а на восстановление природной среды уходят многие годы.

Уровень надежности технических систем нефтегазовой отрасли оказывает непосредственное влияние на эффективность производства. Проблемы повы шения эффективности нефтегазовой отрасли тесно связаны с задачей снижения производственных затрат, в частности, на энергетические ресурсы и проведение ремонтно-восстановительных мероприятий. В свою очередь, эти задачи опре деляются техническим состоянием оборудования отрасли, и, следовательно, их решение возможно путем разработки мероприятий по повышению надежности оборудования и совершенствованию методов технической диагностики.

В настоящее время для решения перечисленных проблем появились объ ективные условия. В первую очередь они обусловлены широким внедрением в нефтегазовые технологии микропроцессорной техники, которая позволяет по лучать производственную информацию в качественном и количественном от ношениях не сравнимую с доступной 5-10 лет назад. Информационно измерительные системы (ИИС) позволяют получать, накапливать и сохранять в течение практически неограниченного времени массивы производственных данных, к которым относятся не только текущие рабочие параметры оборудо вания, но и электронные базы данных диспетчерских служб.

Особое внимание должно быть уделено разработке новых математиче ских методов обработки данных и построения на их основе моделей техниче ских систем, применение которых стало возможным в настоящее время. К ним относятся методы синергетики и динамического хаоса, нечеткой логики, теоре тико-игровые методы, нейронные сети и клеточные автоматы и многие другие, разработанные и успешно применяемые в таких областях, как экономика и фи нансы, метеорология, геофизика, прогнозирование чрезвычайных ситуаций, но не нашедшие широкого применения в промышленных отраслях.

Общая структура задачи повышения надежности и эффективности пред приятий нефтегазовой отрасли может быть представлена в виде упрощенной схемы (рис.1). Основой для постановки и решения задачи являются исходные данные ИИС, на основе которых строятся математические модели, описываю щие характеристики объектов и процесс их развития во времени. Это могут быть показатели надежности оборудования, параметры, характеризующие те кущее техническое состояние объекта, или отдельный параметр, определяющий эффективность того или иного технологического процесса.

Построение адекватной модели технической системы, отдельного объек та, единицы оборудования или его узла, имеет целью получение прогноза изме нения технических параметров или параметров надежности во времени. Про гноз, в свою очередь, позволяет принимать обоснованные решения по проведе нию мероприятий по техническому обслуживанию, планированию ремонтных мероприятий, оснащению ремонтно-технических служб необходимым обору дованием и комплектованию резервного фонда оборудования.

Неотъемлемой составной частью проблемы повышения надежности экс плуатации и энергоэффективности предприятий является разработка методов рационального энергоснабжения. Энергетическая составляющая в себестоимо сти углеводородного сырья достигает 15%, а непрерывность технологических процессов в нефтегазовой отрасли непосредственно связана с бесперебойно стью энергообеспечения.

Повышение эффективности предприятий достигается путем решения все го комплекса перечисленных задач.



Данные ИИС Моделирование характеристик объекта и их динамики Прогнозирование Оптимизация об- Контроль энергоза Диагностика те трат и надёжности технического со- служивания обо кущего техниче энергоснабжения стояния рудования ского состояния Эффективность предприятия Рис.1. Общая структура задачи повышения надежности и эффективности нефтегазо вых предприятий с использованием ИИС Эффективность производства является важным аспектом проблем нефте газового комплекса. Под эффективностью понимается, в первую очередь, уро вень затрат всех возможных ресурсов, в том числе и энергетических, на под держание функционирования предприятия. Издержки производства, как одна из основных составляющих себестоимости продукции, в настоящее время являют ся серьезным препятствием для конкурентоспособности российского углеводо родного сырья на международном рынке. Поэтому в последнее время настоя тельно требуется разработка и внедрение энерго- и ресурсосберегающих техно логий.

Разработка методов решения перечисленных задач должна строиться с учетом возросшего уровня качества и объема исходной информации, обеспе чиваемого автоматизированными системами контроля и диагностики, широко используемыми на предприятиях отрасли.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности и производственной безопасности нефтегазовых предприятий путем разработки методов управления параметрами надежности эксплуатации оборудования и снижения издержек производства на обслуживание и энергоресурсы.

Основные задачи

исследований:

1. Разработка методов диагностирования и прогнозирования параметров на дежности эксплуатации оборудования на основе построения моделей тех нологических систем добычи и транспорта углеводородного сырья.

2. Создание систем диагностических параметров для оценки текущего техни ческого состояния и остаточного ресурса оборудования на основе ком плексного использования информации автоматизированных устройств сбора данных.

3. Разработка теоретических основ и практических методов оперативного кон троля технического состояния систем транспорта нефти и газа с применени ем статистических, феноменологических и динамических моделей.

4. Повышение эффективности эксплуатации нефтегазового оборудования на основе оптимального планирования ремонтно-восстановительных меро приятий.

5. Разработка методики расчета затрат на содержание ремонтно восстановительных служб, позволяющей минимизировать ущерб от аварий технологического оборудования.

6. Разработка методов повышения надежности и экономичности работы энер гетического оборудования с учетом переменных нагрузок, являющихся следствием изменения условий работы и технического состояния энергопо требителей.

7. Разработка теоретических основ планирования территориального размеще ния объектов и коммуникаций предприятий нефтегазовой отрасли с целью повышения надежности энергоснабжения и сокращения потерь энергии, времени восстановления оборудования и капитальных затрат при строитель стве коммуникационных сооружений.

8. Повышение надежности систем энергоснабжения месторождений на основе создания принципов размещения автономных источников энергии.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использова лись вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминирован ного хаоса, методы теории игр, теории массового обслуживания, методы ре шения транспортных оптимизационных задач. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная информационно измерительной системой «Скат-95» на ряде нефтяных месторождений Запад ной Сибири, базы данных компьютерных измерительно-управляющих систем компрессорных станций ООО «Баштрансгаз», данные вибро- и газодинамиче ской диагностики ЦПТЛ ООО «Баштрансгаз», данные диспетчерских журна лов ОАО «Уралтранснефтепродукт» и другая производственная информация.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Обоснована необходимость сбора и постоянного хранения всего объема производственной и диагностической информации, и показано, что подобная информация представляет большую ценность с точки зрения разработки перспективных методов диагностики, основанных на математической обра ботке больших объемов исходных данных, таких как методы математиче ской статистики, динамического хаоса, разработка имитационных моделей и др.

2. Показана необходимость учета временной зависимости потока отказов обо рудования, обусловленной изменением характеристик месторождения в процессе его разработки. Предложенная в работе трехпараметрическая мо дель прогнозирования времени безотказной работы технологического обо рудования нефтегазодобычи позволяет увеличить достоверность прогнозов более чем в два раза.

3. Показано, что различные типы отказов оборудования имеют детерминиро ванный характер по месту локализации аварий, и установлены статистиче ски значимые связи между типами отказов и технологическими параметрами эксплуатации скважин.

4. Предложена методика анализа данных вибродиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечивающая распознавание разви вающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, не доступное традиционным методам.

5. Разработан комплекс методов оптимального планирования сроков проведе ния ремонтов нефтедобывающего и газотранспортного оборудования, по зволяющих минимизировать убытки предприятия и основанных на ретро спективном анализе баз данных автоматизированных измерительных систем о динамике падения дебитов скважин и численных решениях, полученных на основе имитационной модели. Предложенные методы позволяют учиты вать не только характеристики надежности оборудования, но и влияние та ких факторов, как текущие цены на сырье и негативное воздействие самих мероприятий по техническому обслуживанию.

6. Представлены теоретические положения по определению стратегии выбора типов и мест размещения автономных источников энергии на территории месторождений, позволяющие повысить надежность энергоснабжения неф тяных и газовых промыслов и уменьшить стоимость потребляемой тепло вой и электрической энергии.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области моде лирования технологических процессов и совершенствования диагностических методов с целью повышения надежности эксплуатации технологического обо рудования и обеспечения энергетической эффективности и промышленной безопасности объектов нефтегазовой промышленности.

Практическая ценность и реализация работы. Методики и алгорит мы прогнозирования сроков отказов подземного оборудования нефтедобычи, разработанные в диссертационной работе, включены в состав автоматизиро ванной системы контроля параметров нефтедобычи «Скат-95». Данная система эксплуатируется на ряде нефтедобывающих предприятий Западной Сибири.

Использование предложенных методик позволило увеличить достоверность прогнозов выхода из строя насосов ЭЦН в 2-5 раз.

Предложенные в диссертации методы расчета периодичности очистных мероприятий апробированы в ОАО «Уралтранснефтепродукт». Проведенные исследования показали высокую эффективность метода и достаточную для практического использования точность проводимых оценок.

Результаты расчетов использованы при планировании очистных меро приятий нефтепродуктопроводов «Салават-Уфа», «Уфа-Камбарка», «Синегла зово-Свердловск».

Разработанные в диссертационной работе методики определения техни ческого состояния и энергоэффективности газотурбинных агрегатов апробиро ваны службой ЦПТЛ ДП «Баштрансгаз» и используется для контроля техниче ского состояния ГПА.

Предложения и рекомендации по принципам выбора и территориально го размещения автономных электростанций рассматриваются в ООО «Уренгой газпром» ОАО «Газпром», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачинефтегаз».

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конференциях:

1. Всероссийской научно-технической конференции «Новоселовские чте ния» (Уфа, 1998).

2. 5-й Международной научной конференции «Методы кибернетики хими ко-технологических процессов» (Уфа, 1999).

3. III Всероссийской конференции «Региональные проблемы энерго сбережения и пути их решения» (Н.-Новгород, 1999).

4. Межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефте газовой отрасли» (Уфа, 2000).

5. Научно-практической конференции "Энергосбережение в химической технологии - 2000" (Казань, 2000).

6. Всероссийской научной конференции «Энергосбережение в РБ», (Уфа, 2001).

7. Международной конференции, посвященной 50-летию ФТТ УГНТУ (Уфа, 2002).

Публикации По теме диссертации опубликовано 44 научные работы, в том числе од на монография и 24 статьи в центральных научно-технических изданиях.

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных вы водов;

содержит 315 страниц машинописного текста, 32 таблицы, 84 рисунка, библиографический список из 240 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы.

Первая глава посвящена анализу современных методов моделирования технических систем нефтегазовой отрасли, проводится анализ методов контро ля и регулирования параметров надежности оборудования добычи и транспорта нефти и газа и рассматриваются пути снижения затрат на потребляемые энер горесурсы.

Проведенный анализ показал, что существующие модели прогнозирования надежности нефтегазового оборудования статичны и не учитывают динамики изменения характеристик объекта во времени. В то же время, существует большое число хорошо разработанных математических методов, позволяющих моделировать реальные физические процессы в сложных технологических сис темах. До последнего времени реализация данных методов сдерживалась от сутствием достаточного объема исходной информации, в качестве которой ис пользовались, как правило, данные из диспетчерских журналов. Благодаря вне дрению автоматики и компьютерных технологий в нефтегазовой отрасли и на копленным большим массивам эксплуатационных данных появилась возмож ность создания и использования алгоритмов и компьютерных программ, реали зующих современные методы моделирования, которые позволяют существенно увеличить уровень эксплуатационной надежности объектов нефтегазовой от расли.

Рассмотрены основные методы диагностики технического состояния неф тегазотранспортного энергетического оборудования и показано, что они не об ладают требуемой достоверностью. Так, анализ результатов вибрационного ди агностирования газоперекачивающих агрегатов показал, что во многих случаях развитие дефектов не распознается с помощью существующих методов обра ботки вибросигналов. Сделан вывод о необходимости расширения набора диаг ностических признаков и совершенствования методов обработки диагностиче ских данных, позволяющих адекватно оценивать текущее техническое состоя ние энергомашин.

Рассмотрены вопросы повышения энергетической эффективности нефтега зовой отрасли. Для повышения энергетической безопасности эксплуатации и снижения стоимости энергоресурсов многие предприятия нефтегазовой отрасли стремятся использовать собственные автономные источники электроэнергии.

Проведен обзор характеристик и стоимости промышленных автономных элек тростанций различного типа. Показана необходимость проведения технико экономического обоснования выбора типа мини-электростанции по критериям:

«стоимость электроэнергии - капитальные затраты - срок окупаемости долговечность».

Вторая глава посвящена раз работке методов контроля и диагно 0, стирования параметров надежности эксплуатации оборудования нефтега 0, R (t) зодобычи, учитывающих условия его 0, эксплуатации, а также построению 0, математических моделей техниче 0 200 400 600 800 ских систем, использующих методы Время, сут распознавания образов, теории ди Рис.2. Изменение функции надежности намического хаоса и базирующихся насосного оборудования во времени.

на больших массивах эксплутацион Причина отказов – засорение рабочих ных параметров, полученных авто органов песком. Значения параметров распределения: сут-1, матическими измерительными сис K1=0, - K2=0,322997, K3=0,032488сут. 1 – темами.

эмпирические данные;

2 – расчетная кривая Важнейшей характеристикой надежности работы любой технической системы является распределение веро ятности безотказной работы ее элементов.

На основе использования промышленных данных, полученных с помо щью системы автоматизированного сбора данных нефтепромысла, произведена классификация типов отказов оборудования, установлены законы распределе ния отказов по каждому из типов и определены параметры этих законов. Боль шие объемы баз данных (более 1200 расследованных отказов) позволили ис пользовать трехпараметрический закон распределения Гомперца t F (t ) = 1 exp (t )dt, (1) 0 ( ) t (t )dt = K t + K 2 e K3t 1, где K1, K2, K3 – положительные константы, определяемые путем реше ния обратной задачи нахождения параметров эмпирических зависимостей.

Для расчета эмпирических значений параметров распределения Гомпер ца строилась функция вероятности безотказной работы, имеющая вид ( ( )) R(t ) = exp K1 t K 2 e K3t 1. (2) Характерный вид этой функции и расположение экспериментальных то чек представлены на рис.2.

Применение распределения Гомперца позволяет учесть влияние на на дежность оборудования как случайных факторов, так и «износовые» явления. В частности, было установлено, что интенсивность отказов подземного оборудо вания зависит от времени для одних типов отказов, но не зависит для других.





Из анализа данных, приведенных в табл.1, следует, что интенсивность отказов, не связанных с износом, постоянна во времени («снижение динамического уровня», строка 5 табл.1). Погрешность трехпараметрической модели, как сле дует из табл.1, в среднем в 3 раза ниже, чем у стандартного показательного распределения.

Таблица Расчетные значения параметров распределения Гомперца и погрешности показательного распределения (1) и предлагаемой модели (2) № Причина отказа Параметры распределения Погрешность п/п 1, % 2, % K1 K2 K Отказы по всем 1. 0,0028 0,1603 0,7647 10,3 3, причинам Засорение песком 2. 0,0044 0,3230 0,0325 10,2 2, Негерметичность 3. 0,0027 0,0670 0,9421 33,7 6, НКТ Полеты 4. 0,0027 0,4205 0,0083 7,4 3, Снижение динами 5. 0,0042 0 0 5,3 5, ческого уровня Нефтяное месторождение является пространственно распределенной сис темой, причем его свойства есть функция не только времени, но и координат.

От места расположения скважины на территории месторождения зависят свой ства пласта, дебиты, коррозионные и абразивные свойства добываемой жидко сти и другие характеристики. Этот факт необходимо учитывать для уточнения параметров надежности оборудования нефтедобычи. На основе проведенных исследований установлено, что имеется характерное распределение различных типов отказов обору y дования по террито 0. рии месторождения, а 0. также имеются зоны ава «аномальной» 0. рийности (рис.3).

0. Для объяснения 0. природы возникнове 0. ния зон аномально высокой аварийности 0. разработан метод 0. кластеризации кустов 0. скважин по признаку x 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0. предрасположенно Рис.3. Сечение поверхности отказов плоскостью, сти их к дефектам соответствующей значимой корреляционной связи.

определенных типов Заштрихованная область - зона достоверной аномальной и установлена корре аварийности ляционная связь ме жду типами характерных дефектов оборудования и технологическими парамет рами работы скважин (табл.2). Как следует из табл.2, выбор объектов по терри ториальному признаку позволяет выявить существенные связи между причина ми аварий и технологическими параметрами работы скважин.

Отказы насосного оборудования могут быть развивающимися и мгновен ными. Представляет интерес по возможности раннее прогнозирование момента полного отказа насоса в обоих случаях. При развивающемся дефекте это воз можно сделать выбором подходящей экстраполирующей функции, что является нетривиальной задачей (рис.4). Для определения степени сложности прогнози рующей функции предложен метод, основанный на теории нечетких множеств.

Таблица Корреляционная таблица взаимосвязи причин аварий и параметров эксплуатации по кластеризованным объектам Параметр/ Дебит Дебит Обвод- Число Общее Объем закачки причина по по нен- скважин число воды нефти жидко- ность в кусте аварий сти Засорение 0,452 0, 0,00 0,262 0,107 -0, Полеты 0,491 0, 0,564 0,085 0,109 0, Эл. причины 0,011 -0, 0,202 0,00 0,405 0, Сниж.дин. -0,381 -0, 0,714 -0,369 -0,321 0, уровня Негерм. НКТ -0,012 0,655 0,607 0,310 0, Примечание. Выделенные значения статистически значимы на уровне 95%.

а b Дебит, м /сут 0 10 20 30 40 50 60 Время, сут Рис.4. Сравнение прогностических возможностей моделей различной сложности.

Причина аварии – засорение рабочих органов насоса песком. Интервал «а» – база для прогноза, интервал «b» – прогноз. 1 – полином 1-й степени;

2 – полином 2-й степени;

3 – полином 3-й степени;

Маркеры в форме треугольника – фактические данные непосредственно перед полным отказом Выходы из строя промыслового оборудования являются событиями отно сительно редкими, а следовательно, объемы выборки по аварийным ремонтам и/или заменам оборудования за период времени, когда условия его эксплуата ции можно считать неизменными, невелики. Кроме того, достоверная инфор мация об отказах технологического оборудования, хранящаяся в базах данных современных автоматизированных систем, охватывает временной интервал в 5 6 лет. С учётом средней наработки на отказ и общего числа единиц однотипно го оборудования подобный объём информации не превышает 10-20 жизненных циклов работы технологического оборудования нефтяных промыслов. Поэтому встает задача моделирования параметров надежности с учетом малого объема 0, 0, 0, Среднее значение Н 0, 0, 0, 0, 0, 0, м к КТ си ла ро ко ме ва Н.с с пе ри нт ть ом в ос ра.п но Сл ех чн га га М ти н ор от ме б.

аб ер ра тр ег е О Н ни ре со За Рис.5. Среднее значение показателя Херста для различных видов отказов выборки по аварийным событиям и требованием наивысшей точности прогно за.

Для решения поставленной задачи проведено сравнение точности про гнозов (по ретроспективным данным) для трех методов построения оптималь ной модели - метод наименьших квадратов, методы минимизации среднего риска и методы теории нечетких множеств. При этом установлено, что в усло виях малых объемов выборок наиболее достоверные прогнозы дает модель, ре комендуемая методами теории нечетких множеств.

Прогноз аварии при мгновенных отказах такими методами невозможен. В этом случае необходимо найти некие «предвестники» аварии, которые реагиро вали бы на приближение отказа при практически постоянных рабочих парамет рах скважины.

Таким предвестником могут быть фрактальные характеристики времен ного ряда дебитов. Исследования показали, что хаотические изменения дебитов нефтедобывающих скважин имеют детерминированную природу, а фракталь ные характеристики временных рядов измерений дебита позволяют обнаружи вать развивающиеся дефекты, не доступные традиционным методам (рис.5).

В заключении второй главы рассмотрено влияние на надежность эксплуа тации штанговых глубинных насосных установок высокочастотной состав ляющей нагрузки в колонне штанг, вызванной резонансными явлениями. Для оценки степени опасности данного вида переменных нагрузок разработана ма тематическая модель штанговой глубинной насосной установки (ШГНУ), опи сывающая динамические нагрузки в колонне штанг, и определены основные за висимости их разрушающего воздействия от технических характеристик обо рудования и физических свойств добываемой жидкости. Выявлена связь между вероятностью обрыва штанги и амплитудой динамических нагрузок, даны ре комендации по их снижению.

Третья глава посвящена исследованиям динамики развития дефектов оборудования и совершенствованию методов диагностики систем транспорта нефти и газа.

Проведен анализ причин низкой достоверности вибродиагностики ротор ных энергетических машин и установлено, что одной из причин является явле ние модулирования информативного диагностического высокочастотного (ВЧ) сигнала стохастическим низкочастотным (НЧ) сигналом. На это указывает хао тическое изменение уровня вибрации в различных точках машины (рис.6). Не линейное взаимодействие колебаний различных частот приводит к суммирова нию гармонических колебаний с близкими частотами:

( f ) = (, ) = j =m i=n (A sin[( + j )t + ij ] + Bij sin[(i j )t + ij ]), (3) = ij i j =0 i = где i - частоты ВЧ колебаний, j - частоты НЧ колебаний, причем. Таким образом, несмотря 1, Ср.-кв. виброскорость, мм/с на то, что НЧ-колебания в ВЧ 1, спектре не отражаются, они 0, приводят к возникновению 0, 0, гармоник с частотами i±j, 0, которые искажают информацию 0 100 200 300 400 ВЧ-спектра.

Время, мин Рассмотрены возможные Рис.6. Временные ряды измерений уровня вибрации в различных точках ГПА: 1- ОП компрессора;

2 – физические механизмы этого ОУП ТНД;

3 – ОУП нагнетателя явления.

На основе исследований Мгновенное значение виброскорости, мм/с природы стохастических процес а) сов в сложных механических сис 0 200 400 600 800 темах разработана методика ана - а) - лиза спектральных данных вибро - диагностики, позволяющая произ Вре мя, мс водить учет разрушающего воз действия стохастических процес Мгновенное значение виброскорости, мм/с б) сов в сложных технических систе б) мах и обеспечивающая распозна 0 200 400 600 800 - вание развивающихся дефектов - нефтегазотранспортного оборудо - Время, мс вания, не доступные традицион Рис.7. Вибросигналы от ОУП ТНД ным методам. Для количественно с разной степенью стохастичности:

го описания степени «случайно а) R=50;

б) R= сти» данных величин вводится по нятие времени когерентности, т.е. временного интервала, в течение которого система под действием случайных факторов «забывает» о начальных условиях.

Поэтому можно говорить о том, что степень случайности колебаний характери зуется временем когерентности tког, т.е. длительностью интервала времени объему (пропорционального выборки при интервале между 0, n= измерениями t = const), за ко 0, О тн осит. ч а стота n=500 n= торый вид функции распреде 0, ления плотности вероятности 0, f(V) становится близким к 0, нормальному.

-10 -5 0 5 10 Заметим, что этот па Интервал виброскорости, мм/с раметр не учитывается мето Рис.8. Гистограммы относительных частот дами традиционной вибро распределения виброскорости ОУП ТНД при диагностики и намеренно разных объемах выборок n.

сглаживается многократным 3, усреднением сигнала. Вместе с ве рт.

тем известно, что степень хао попе р.

2,5 1 осев.

тичности колебаний корпусов s/R, мм/с подшипников, оцениваемая 1, путем вычисления показателя 0, Херста для последовательно сти значений амплитуд вибро 0 10 20 30 40 50 60 Дне й до аварии скорости в частотном ряду Рис.9. Связь остаточного ресурса ГПА с спектра, прямо связана с на параметром /R для трех направлений колебаний.

дежностью работы оборудова ния. Поэтому представляет практический интерес определение статистической связи между величиной tког и вероятностью выхода из строя механического уст ройства, или с надежностью его работы. Подобные исследования были прове дены для массива вибродиагностических данных, накопленных за пять лет экс плуатации ГПА в ООО «Баштрансгаз».

Вычисление значения tког проводилось с применением стандартных ал горитмов по 5%-ному отклонению от нормального закона. Для удобства вычис лялось не tког, а безразмерная величина, ей пропорциональная - R=tког/T0, где T – период вращения ротора ГПА. Безразмерная величина R показывает, в тече ние скольких оборотов ротора система «помнит» начальные условия. Для на блюдаемых агрегатов пределы варьирования составляли 0,5R50.

Результаты расчетов приведены на рис.9. По вертикальной оси отложено отношение /R, где есть среднеквадратическое отклонение установившегося нормального распределения. Как следует из графика, по всем трем направлени ям колебаний прослеживается отчетливая зависимость между отношением /R и остаточным ресурсом ГПА. Недостаточный объем информации по аварийным отказам не позволяет установить вид функции распределения N(/R), однако можно утверждать, что при /R 2мм/с вероятность аварии весьма высока. За метим при этом, что проведение стандартных диагностических процедур в рас смотренных случаях не выявило опасных симптомов, что следует из фактов аварий.

Важной и ответственной Рис. 3.8а составляющей системы транс Интенсивность, дБ отн. ед.

порта газа являются элементы а) Виброскорость, запорной арматуры. Определение текущего технического состояния 0 500 1000 1500 2000 2500 Частота, Гц данного вида оборудования без Рис. 3.8б отключения участка трубопрово Полоса Виброскорость, отн. ед.

турбулентного шума да возможно при использовании б Интенсивность, дБ акустических методов диагно ) стики. Нарушение герметичности уплотнений приводит к возник 0 500 1000 1500 2000 2500 Частота, Гц Рис.10. Спектрограммы акустического сигнала, новению турбулентных потоков возбуждаемого шаровым краном а) – герметичный кран;

б) – негерметичный кран;

газа. Турбулентная струя газа при истечении из отверстия или при обтекании помещенного в поток тела, генерирует акустические колебания, частота кото рых зависит от характерных размеров повреждения и параметров движущейся среды (рис.10).

Генерируемые колебания имеют широкий спектр, что связано с физиче скими процессами, приводящими к генерации акустических волн, а именно – образованию и срыву газовых вихрей. Каждый элементарный вихрь имеет оп ределенные физические и энергетические характеристики, но поскольку пара метры элементарных вихрей являются в значительной степени случайной ве личиной, то и спектр акустических колебаний в различные интервалы времени различен.

Если ввести понятие «мгновенного» спектра, понимая под этим спектр колебаний за достаточно малый интервал времени t = 1/f0, (4) где f0 – самая низкочастотная из интересующих нас компонент спектра, то можно сказать, что узкополосный «мгновенный» спектр совершает стохас тические перемещения в некотором частотном диапазоне, средняя частота fср которого связана с числом Струхаля Sh = fср·D/V, (5) где D – характерный размер турбулизатора или щели, V – ско рость потока.

Следовательно, изучение спектральных и статистических закономерно стей акустических характеристик дает возможность получить информацию о геометрических размерах излучающего объекта и скорости (расходе) газовой среды. Зная среднюю частоту полосы шума в акустическом спектре, из соот ношения (5) можно получить оценки характерного размера повреждения D на уплотнении крана и величину утечки Q газа. Для спектра, представленного на рис.10 (fср = 1750 Гц), имеем D=ShV/fпик.=0,3330/1750=0,05 м, Q=VF=3300,052=0,825 м3/с, что составляет около одного процента перекачиваемого газа агрегатом ГТК-10 и соизмеримо с погрешностью расходомера. Достоинством предлагае мого метода диагностики является возможность проведения измерений без ос тановки работы крана.

В третьем разделе главы рассмотрена возможность построения диагности ческой феноменологической модели, позволяющей производить расчеты КПД ГТУ без привлечения дополнительных измерений.

Актуальной задачей контроля технического состояния оборудования яв ляются исследования, направленные на разработку методов расчета парамет ров эксплуатации оборудования, для которых требуются дополнительные изме рения, не обеспечиваемые штатными приборами. К ним относятся, в частности, методы расчетов КПД насосных и компрессорных агрегатов. Каждый из узлов механической системы можно охарактеризовать некоторым результирующим параметром, который является критерием технического состояния данного уз ла. Например, для ГПА как целого, в качестве оценки технического состояния можно взять величину общего КПД агрегата или остаточный ресурс работы.

Обозначим i-й регистрируемый штатными приборами параметр работы аг регата через xi, тогда техническое состояние Yj j-го узла можно определить как функцию параметров, т.е. Yj = fj(X), где X = {xi}.

Каждый из регистрируемых параметров xi изменяется с течением времени, причем запись производится через равные промежутки времени с интервалом t, т.е. tk=nt, где n - номер измерения в серии. Поэтому регистрируемые вре менные ряды значений параметров можно представить в виде xi= xi(tk). Рассчи тываемый показатель технического состояния Yj также будет являться времен ным рядом Yj(tk), что дает возможность изучения тренда технического состоя ния и прогнозирования дефектов нефтегазового оборудования.

Эффективный КПД ГТУ зависит от режима работы ГПА и является известной функцией многих режимных параметров: = F(X), где X = {xi} – комплекс параметров, измеряемых (в том числе нештатными средствами) для проведения расчетов. С течением времени, при изменениях режима работы ГПА, изменяются и параметры, т.е. xi= xi(tj), и КПД j = F(tj).

С другой стороны, можно представить сложную функцию F более про стой (например, линейной) функцией параметров xк (измеряемых штатными приборами) с неизвестными постоянными коэффициентами:

N * j = F * (t j ) = A0 + Ak xk (t j ), (6) k = где Аk – постоянные коэффициенты, подлежащие определению;

N – число параметров, измеряемое штатными средствами.

Число измеряемых Динамика коэффициента технического состояния по к.п.д. ГПА № на 19 июня параметров можно сократить, если 0, 0, отбросить те параметры, которые 0, К о э ффи цие н т не оказывают 0, «существенного 0, влияния» на определяемую 0, 0, величину, в нашем случае на КПД.

0, 0 100 200 300 400 500 «Существенность влияния» того Время, мин или иного параметра можно определить методами Рис.11. Динамика коэффициента технического корреляционного анализа, состояния по КПД ГПА (через 2 месяца после вычисляя коэффициенты парной получения уравнения регрессии): 1 – тепловой корреляции rxk, между расчет;

2 – расчет по уравнению регрессии временными рядами параметров xк(tj) и КПД (tj) и задав уровень достоверно сти корреляционной связи.

Коэффициенты Аk вычисляются из условия минимизации функционала F(X)-F*(X) min. (7) Аналогичным образом ставится задача определения других диагности ческих показателей - коэффициентов технического состояния по мощности, КПД или топливному газу.

На рис.11 приведено сравнение КПД, рассчитанного по стандартной методике (требующей дополнительных измерений) с расчетами по предложенной моде ли. Погрешность расчетных значений K составляет 2 % и является системати ческой, в то время как кривые эквидистантны. Поэтому можно считать, что уравнения регрессии, получаемые с помощью предложенных процедур, доста точно точны, и с их помощью возможно проведение оценок коэффициентов технического состояния ГПА.

Преимуществами предложенного метода является использование только штатных измерений, оперативность расчета и возможность включения разрабо танного алгоритма в состав функций ИИС компрессорной станции для отобра жения текущего технического состояния каждого из агрегатов.

Четвертая глава посвящена вопросам рационального технического об служивания объектов добычи и транспорта углеводородов.

В первом разделе главы рассмотрены возможные схемы организации обслуживания объектов добычи и транспорта нефти и газа, позволяющие ми нимизировать производственные затраты и снизить ущерб от простоев обору дования.

Анализ показывает, что более половины дефектов оборудования явля ются развивающимися во времени. Характерными временами полного развития дефекта, например, в нефтедобыче, является интервал времени до 90 суток.

Проведение ремонтных работ непосредственно после обнаружения развиваю щегося дефекта нецелесообразно, поскольку оборудование еще не полностью выработало ресурс, а замена его на новое требует значительных затрат. С дру гой стороны, эксплуатация оборудования с развивающимся дефектом приводит к снижению прибыли из-за уменьшения добычи нефти. Кроме того, убыточен и простой скважины в течение восстановительных работ. Таким образом, необ ходимо решать многокритериальную оптимизационную задачу - определить момент начала ремонтных работ, при котором ущерб предприятия от уменьше ния добычи нефти будет минимален. Рассмотрим решение поставленной задачи оптимизации сроков проведения ремонтных работ в предположении, что функ ция, описывающая снижение дебита Q(t) скважины, уже определена и парамет ризирована.

Примем за начало отсчета времени t=0 момент начала снижения дебита.

Прибыль предприятия, получаемая при эксплуатации скважины в этот период, определяется доходом от продажи продукта раб C = c Q( t )dt, (8) за вычетом стоимости обслужива раб, сут ния (ремонта) оборудования сква 18. жины Срем и электроэнергии Сэл = 16. 14. cэлPt. В формуле (8) раб - это ис 12. Оптимальное комое время начала ремонта;

с 10. стоимость единицы объема про 8. 6. дукта;

cэл - тариф на электроэнер 4. гию;

Р - мощность приводного 2. двигателя скважинного насоса.

2.00 4.00 6.00 8. рем, сут Примем также, что время, Рис.12. Зависимость оптимального времени затрачиваемое на ремонтные ме работы раб от времени ремонта рем роприятия, составляет рем. Тогда удельная прибыль S определится как раб c Q( t )dt C рем c эл P раб S( раб ) = (9) раб + рем где раб+ рем – продолжительность цикла эксплуатации оборудования.

На рис.12 графически представлен вид этой зависимости в виде функции двух переменных - раб и рем.

Определяя экстремум функционала (9), получим раб [cQ( ) c эл P ]( раб + рем ) c Q( t )dt + C рем + c эл P раб = 0 (10) раб или с учетом квадратичной зависимости Q(t)=Q0(1+Bt+Ct2):

[cQ (1 + B ]( ) + C раб c эл P раб + рем ) раб B C 2. (11) раб + раб + раб + C рем + c эл P раб = cQ Уравнение (11) представляет алгебраическое уравнение третьей степени относительно искомого решения раб, которое может быть вычислено по форму лам Кардано.

Расчеты, приведенные с учетом наработки насосного оборудования на отказ, показали, что при условии выполнения данных рекомендаций удельная прибыль нефтедобывающего предприятия возрастает на 5-7%.

Аналогичная задача возникает при планировании ремонтных работ на газотранспортном оборудовании. В работе предложена имитационная модель, позволяющая на основе статистических данных по отказам элементов газо транспортного оборудования рассчитать оптимальный межремонтный период эксплуатации газоперекачивающих агрегатов. Разработанная модель может быть применена для планирования календарных сроков проведения планово предупредительных и капитальных ремонтов ГПА любого типа.

Принятая для расчетов модель имеет следующую структуру.

Предположим, что ГПА состоит из N элементов, для каждого из которых можно определить интегральную функцию распределения времени наработки на отказ Fi(t), 1iN. Аварийный отказ агрегата считается произошедшим при выходе из строя хотя бы одного элемента. После аварийного отказа произ водится ремонт, который полностью или частично восстанавливает ресурс от казавшего элемента ГПА. Существует также возможность осуществления пла ново-предупредительных ремонтов одного или нескольких элементов, а также тех из капитальных ремонтов, при которых ресурс ГПА восстанавливается полностью.

Для проведения расчетов необходимо знать вид и параметры законов рас пределения Fi(t), которые могут быть получены из анализа статистических дан ных по аварийным отказам ГПА. Известно, что начальный участок эксплуата ции, отсчитываемый от момента пуска ГПА после капитального ремонта, явля ется наиболее опасным в смысле неожиданных отказов, что характерно для большинства технических устройств. Отказы на начальном участке экс плуатации связаны с развитием скрытых дефектов после некачественного ре монта, их интенсивность с течением времени достаточно быстро убывает (пе риод приработки). После окончания периода приработки отказы, в основном, происходят в результате физического износа элементов ГПА, и функция рас пределения отказов в этом случае соответствует нормальному закону.

Для определения 0, необходимого количества 0, Плот нос т ь в ерая т нос т и 0, элементов, наработка на 0, отказ которых будет учи 0, 0, тываться моделью, был 0, проведен статистический 0, анализ данных по характе 0 10 20 30 40 50 Время, тыс.часов ру аварий. Результаты этих исследований показывают, Рис.13. Графики распределений, принятых для расчета:

что аварийные отказы 1 - плотность распределения отказов первого элемента;

2 - плотность распределения отказов второго элемента;

можно разделить на три 3 - плотность распределения отказов фиктивного элемента большие группы – отказы камеры сгорания, отказы подшипников и роторов и отказы вследствие осевого сдвига ротора ГПА. По следние две группы относятся к отказам турбинной части ГПА и их можно рас сматривать как отказы одного функционального блока. Такое разделение удобно еще и тем, что причины, вызывающие отказы элементов ГПА внутри каждой из классификационных групп, относительно независимы.

С учетом рассмотренных обстоятельств при построении математической модели ГПА было принято, что агрегат состоит из двух функциональных эле ментов, которые могут выходить из строя по независимым причинам, причем отказ любого из них приводит к остановке агрегата в целом. Учет повышенной интенсивности отказов в период приработки проводился путем последователь ного подключения к реальным элементам ГПА дополнительного «фиктивного» элемента, плотность распределения отказов f(t) которого описывается рас пределением с убывающей интенсивностью отказов, а именно - распределе нием Вейбулла (рис.13). Описанная математическая модель была реализована в виде компьютерной программы, работающей по следующему алгоритму.

Изменение состояния системы прослеживалось вдоль оси времени, разде ленной на малые равные интервалы t. Общая протяженность рассматриваемо го временного промежутка T= nt T0, где T0 – математическое ожидание времени наработки на отказ наиболее надежного узла ГПА. В расчетах принималось T=(100…500)T0. Для каждого момента времени ti рассчитывались условные вероятности F(t | Ti) аварий для всех элементов Fk (Ti+1 ) Fk (Ti ) Fk (t | Ti ) =, (12) 1 Fk (Ti ) где Ti – наработка элемента ГПА к моменту времени ti.

С помощью генератора случайных чисел выбрасывалось случайное чис ло R, 0R1, и в случае F(t | Ti) R элемент считался вышедшим из строя и фиксировался факт аварии Аk элемента k в момент времени ti. Дальнейшее раз витие системы зависело от вида и условий ремонтов. При замене неисправного элемента новым время наработки в момент, следующий после аварии, прини малось равным нулю: Ti+1=0. При проведении восстановительного ремонта те кущее время наработки Ti снижалось на некоторую заданную величину Ti+1= Ti(1-), где – коэффициент восстановления, 0 1.

Увеличение интенсивности отказов после любого из ремонтов могло быть учтено последовательным подключением к реальному элементу «фиктив ного» элемента, обладающего функцией распределения времени наработки на отказ с убывающей интенсивностью. «Время наработки» Tvi такого узла отсчи тывалось с момента аварии/ремонта и при следующей аварии/ремонте обнуля лось (в расчете принято Tv0= t, где – малое число ).

Для рассмотренной модели не имеет значения конкретный вид распре делений Fi(t), более того, эти распределения могут быть экспериментальными.

Результаты расчетов представлены на рис.14.

Общее число аварий (рис.14, кривая 1) имеет минимум при межремонт ном периоде около 15000 часов. С учетом того, что капитальный ремонт также требует остановки ГПА (кривая 2), общее число остановок имеет резко выра женный минимум (рис.14, кривая 3).

Таким образом, рассмотренный пример показывает, что при наличии достаточного объема статистических данных по отказам ГПА предлагаемая мо дель позволяет рассчитать оп С ре д нее чи сл о ос танов ок за 1 0, тимальный межремонтный пе 0, риод эксплуатации газоперека 0, ч ас ов чивающих агрегатов. В частно 0, сти, для ГПА с турбинным при 0, водом ГТК-10 со временем об щей наработки около 120 тыс.

0 10 20 30 40 50 Период между ремонтами,тыс.часов часов оптимальным является временной интервал 15000 ча Рис.14. Результаты численного моделирования сов.

отказов. Зависимость числа остановок ГПА от межремонтного периода по причинам:1- аварий, 2- С учетом возможности капитальных ремонтов, 3 - общее число остановок.

произвольного расширения числа узлов в модели ГПА и за дания реальных характеристик их надежности рассмотренная модель может быть применена для планирования календарных сроков проведения планово предупредительных и капитальных ремонтов ГПА любого типа.

Во втором разделе главы исследованы временные закономерности увели чения энергозатрат на перекачку нефтепродуктов вследствие образования внут ритрубных отложений различной природы для планирования очистных меро приятий.

Введем обозначения: S – накопленная сумма общих затрат на перекачку нефтепродукта за достаточно длительный срок t (tT, где T - период между очистными мероприятиями);

A0 – затраты на перекачку в единицу времени (удельные затраты) при условии отсутствия отложений;

В(t) – возрастающая функция, описывающая увеличение удельных затрат вследствие увеличения гидравлических потерь, причем В(0) = 0;

С – стоимость очистных мероприя тий. Тогда количество очистных мероприятий за время t будет составлять N=t/T и, следовательно, функцию затрат можно выразить следующим образом:

T t t 0B()d + T C S( t, T ) = A 0 t + (13) T = Обозначив усредненные за время t общие удельные затраты s(T)=S(t,T)/t, получим искомую целевую функцию вида:

T 1 C 0B()d + T s( T ) = A 0 +. (14) T = Для решения поставленной задачи необходимо определить период Т из условия s(T) min. (15) Параметры Ao, С являются нормативными и определяются исходя из диаметра и длины очищаемого трубопровода.

Функция B(t) зависит в общем случае от условий перекачки, темпа об разования ВТО, физико-химических свойств перекачиваемого продукта и, в общем случае, является вероятностной функцией. Вид и параметры функцио нала В(t) необходимо определять исходя из зависимости, описывающей рост энергозатрат на перекачку вследствие уменьшения эффективного диаметра.

Проведенный нами ретроспективный анализ динамики энергозатрат на перекачку нефтепродуктов по нефтепродуктопроводам Уральского УМНПП показал, что наиболее адекватно описать функцию В(t) удается экспоненци альной или степенной зависимостью вида r t B( t ) = B 0, (16) T где То – интервал времени, на котором определяются параметры данных зависимостей;

r, Bo – эмпирические коэффициенты.

Подставляя (16) в (14), получим =T B Tr B0 C C d + s (T ) = A0 + = A0 + r 0 + r. (17) T0 (r + 1) T TT0r T = Проведя элементарные преобразования (из условия dS/dT=0), определим минимум функционала (17):

C( r + 1) r + T = T0. (18) T0 B0 r Результаты исследования поведения минимизируемого функционала в зависимости от различных показателей r представлены на рис.15. Анализ полу ченных результатов сви детельствует о том, что r = 0, Оптим. период Т, лет оптимальный период r = 0,5 r= проведения очисток тру r= бопровода в наибольшей степени зависит от темпа 0 10 20 30 40 изменения энергозатрат Стоимость очистки, тыс. руб на перекачку продукта.

Рис.15. Зависимость оптимального периода очистных В третьем разделе мероприятий от их стоимости и показателя степени r.

главы решаются задачи снижения затрат на ремонтно-восстановительные работы в нефтегазовой отрас ли. Эффективное управление ремонтно-восстановительными службами пред приятия позволяет значительно повысить оперативность обслуживания обору дования и тем самым снизить потери от недополученной прибыли.

Одним из путей решения подобных задач является использование мето дов теории массового обслуживания. Эти методы позволяют определить длину очереди (т. е. в нашем случае число единиц оборудования, ожидающего ремон та) и время необходимого простоя скважины. По известному дебиту (на осно вании априорной информации ИИС) простаивающей скважины можно оценить объем недополученной продукции, определить финансовые потери и принять решение о целесообразности увеличения (сокращения) затрат на содержание ремонтных служб, т. е. решить двухкритериальную задачу оптимизации.

Использование методов теории массового обслуживания предполагает наличие информации о характере распределения временных интервалов между запросами на обслуживание ts и длительности ремонтных работ tw или связан ных с ними потока отказов оборудования и потока восстановления µ. При экспоненциальном законе распределения интервалов поступления запросов на обслуживание ts средняя длина очереди может быть вычислена по соотноше нию /µ n=. (19) 1 / µ Если известна оценка математического ожидания дебита фонда добы вающих скважин по нефти Qср и цена реализации продукции предприятием S, убытки за сутки простоя можно вычислить по соотношению /µ Z = Qср S, (20) 1 / µ Анализ имеющейся априорной информации показал, что зависимость потока восстановления µ от затрат на ремонтные службы (оплата труда персонала, стоимость техники, транспорта и т.п.) имеет линейный характер вида µ = k Zр, (21) где Zр – суточные затраты на содержание ремонтных служб;

k – коэффициент пропорциональности, характеризующий эффективность работы ремонтных служб.

В таком случае минимальные суточные убытки предприятия соответст вуют минимуму функционала F ( Z р ) = Z + Z р = Qср S + Z р min. (22) kZ р Взяв производную dF/dZр и приравняв ее нулю, получим величину оп тимальных суточных затрат на содержание ремонтных служб:

+ k Qср S Z р опт =. (23) k Разработанная методика расчета затрат на содержание ремонтно восстановительных бригад нефтедобывающих предприятий позволяет мини мизировать ущерб от аварий технологического оборудования нефтедобычи и оперативно управлять аварийно-ремонтными службами в зависимости от сте пени изношенности основных фондов и динамики цен на добываемую нефть.

Пятая глава диссертационной работы посвящена вопросам обеспече ния энергетической эффективности и производственной безопасности предпри ятий нефтегазовой отрасли.

Наиболее адекватным показателем энергоэффективности предприятия яв ляется удельное энергопотребление. Для использования уровня удельных энер гозатрат в качестве показателя совершенства технологического процесса или в качестве диагностического признака необходимо определить нижний теорети ческий предел удельных затрат. Эта величина является специфичной для каж дого месторождения и определяется, в основном, динамическими уровнями до бывающих скважин и структурой эксплуатируемого парка насосного оборудо вания.

Удельные затраты на извлечение жидкости зависят от высоты подъема (динамического уровня), плотности извлекаемой жидкости и КПД системы «насос - приводной двигатель».

В простейшем случае, приняв высоту подъема жидкости равной дина мическому уровню и пренебрегая остаточным давлением на уровне устья сква жины, получим нижний предел удельных затрат Z = gH, (24) где – плотность добываемой жидкости;

g – ускорение свободного падения;

H – динамический уровень жидкости в скважине.

Проведем расчеты теоретического предела удельных энергозатрат на примере одного из месторождений Западной Сибири. Распределение динамиче ских уровней добывающих скважин для данного месторождения близко к нор мальному закону с математическим ожиданием Н=800 м. Оценка нижнего пре дела удельных энергозатрат в этом случае дает Z = g H = 800 10 800 = 6,4 10 6 Дж / м 3 = 1,78кВт ч / м 3. (25) В реальном случае следует учитывать характеристики насосно-силового оборудования и режимы его работы.

Номинальные удельные энергозатраты вычисляются по формуле 24 N Z=, (26) Q где N – мощность привода, кВт;

Q – номинальная производительность, м3/сут.

График зависимости Z=Z(Q), рассчитанный по приведенной формуле на основании характеристик насосов и построенный для высоты подъема жидко сти в пределах 600-1000 м, приведен на рис.16. Из графика следует, что КПД насосно-силового агрегата зависит от его производительности и меняется от ~0,35 при Q = 30-50 м3/сут до ~0,70 при Q 100 м3/сут.

По данным о структуре насосного парка и дебитах скважин вычислим удельные затраты в целом по месторождению (для реальной структуры парка ЭЦН):

n Q Zi i Z= i =, (27) n Q i i = где Qi – производительность агрегатов в i-м диапазоне;

Zi – удельные затраты для i-го диапазона производительностей;

n – число диапазонов.

Вычисления по соотно 6, Удельные затраты, кВт шению (27) для изучаемого 5, 4, месторождения дают величи ч/м 3, ну Z = 3,38 кВтч/м3.

Нижняя оценка 2, Полученная оценка явля 1, ется нижним пределом удель 0, 0 50 100 150 ных энергозатрат для сущест Производительность, м /сут вующего парка ЭЦН.

Оценка реальных затрат Рис.16. Расчет удельных затрат по паспортным дан проводилась по данным изме ным ЭЦН.

рения суммарного дебита скважин, оборудованных ЭЦН, и суммарной мощности, потребляемой насос ным оборудованием. Принятая в эксплуатацию на изучаемом месторождении ИИС «Скат-95» позволяет провести подобные оценки. Так, на момент измере ний суммарный суточный дебит скважин нефтепромысла по жидкости составил 35031 м3/сут, при этом фактическая суммарная мощность приводных двигате лей составляла 9622 кВт. Расчет по соотношению (26) в этом случае дает Z=6, кВтч/м3. Таким образом, фактические удельные затраты энергии почти в два раза превышают нижний предел для данного месторождения.

Анализ, проведенный с целью выяснения причин расхождения фактиче ских и теоретически возможных для условий данного месторождения удельных энергозатрат, выявил следующие основные причины:

- неполная загрузка насосов при недостаточном притоке жидкости;

- значительные тепловые потери в силовом кабеле из-за малого сечения токопроводящих жил;

- несоответствие величины питающего напряжения на трансформаторной подстанции номинальному или перекос фаз;

- потери в трансформаторах;

- неудовлетворительное техническое состояние насоса, двигателя или на сосно-компрессорных труб.

Одним из методов снижения нерациональных потерь электрической энергии является обеспечение рациональной нагрузки трансформаторных под станций. Эта задача решается в диссертационной работе путем разработки ал горитма расчета нагрузок, позволяющего оптимизировать распределение на грузки трансформаторных подстанций нефтегазовых промыслов с учетом воз можных изменений фактической мощности потребителей энергии.

Нерациональная загрузка технологического оборудования приводит к сокращению ресурса его работы и одновременно увеличивает удельные энерго затраты на добычу углеводородного сырья. Это в полной мере относится и к кустовым трансформаторным подстанциям (КТП), установка которых была произведена в большинстве случаев на начальных стадиях разработки нефтя ных и газовых месторождений.

Работавшие ранее в номинальном режиме КТП вследствие падения до бычи нефти оказались в большинстве случаев либо недогруженными, либо пе регруженными. Статистический анализ баз данных ИИС "Скат-95" показал, что общим правилом в настоящее время является недогрузка КТП на 40-60%. Более того, распределение нагрузки между КТП (при наличии более чем одного КТП на кусте скважин) в реальном случае может быть совершенно случайным.

Необходимо также заметить, что нагрузка КТП не остается постоянной во времени. Например, выход из строя одного из насосов приводит к снижению нагрузки. С учетом времени ожидания ремонта (10-30 суток) и самого ремонта (3-5 суток) возникающее нерациональное распределение нагрузок приводит к существенному перерасходу электроэнергии.

Для повышения надежности эксплуатации кустовых трансформаторных подстанций и снижения нерациональных потерь электроэнергии необходимо решить задачу распределения нагрузок между КТП с учетом фактической про изводительности насосного оборудования и временного характера изменения присоединенных нагрузок, вызванного аварийным отключением насосов.

Формализуем постановку задачи следующим образом. Имеется n КТП, обслуживающих m скважин. Все КТП работают с недогрузкой (на левой ветви кривой КПД). Необходимо перераспределить нагрузку потребителей между КТП таким образом, чтобы суммарные потери электроэнергии были наимень шими.

Проведенный сравнительный анализ характеристик КПД трансформато ров показал, что наиболее достоверно в классе элементарных функций левая ветвь кривой КПД описывается функцией вида = a (1 exp( N )), (28) где – КПД трансформатора;

a, – эмпирические коэффициенты;

N – потребляемая мощность.

Рассмотрим функцию Y, характеризующую работу группы КТП:

n n = i = ai (1 exp( i N i )). (29) i =1 i = В физическом смысле максимизация функционала соответствует ми нимуму тепловых потерь в магнитопроводе и обмотках группы трансформато ров.

Очевидно, что левая часть уравнения (29) будет достигать максимально го значения, когда величина n exp( Ni ) i i = будет минимальной. Тогда поставленная выше задача оптимизации распреде ления нагрузки сведется к решению обратной задачи нахождения минимума целевой функции n ( N1, N 2,..., N n ) = exp( i N i ), (30) i = где N1,N2,…,Nn – мощности каждого из КТП в группе.

В диссертационной работе получено аналитическое решение для данной задачи в виде ln( i ) n 1 (N ln( i )) Ni = + i i =1 i n. (31) i i i = Зависимость (31) позволяет рассчитывать оптимальную нагрузку каждо го трансформатора в группе, если известна общая потребляемая мощность кус тового оборудования.

Сравнение численного значения суммарного коэффициента полезного действия группы трансформаторов, полученного в результате оптимизации распределения нагрузок, со случаем существующего распределения нагрузок показало, что потери электроэнергии на КТП, обслуживающих куст скважин, уменьшаются не менее чем на 2%. С учетом того, что число трансформаторов в НГДУ может достигать нескольких тысяч, экономия электроэнергии будет весьма существенной. Предлагаемый алгоритм позволяет повысить долговеч ность работы трансформаторных подстанции и силового оборудования за счет приближения степени их загрузки к номинальной.

В заключении главы рассмотрены вопросы рационального энергоснабже ния нефтегазовых предприятий.

Для повышения энергетической безопасности эксплуатации нефтегазодо бывающих предприятий, увеличения надежности энергоснабжения и снижения потерь при передаче и преобразовании, а также с целью снижения стоимости электрической и тепловой энергии, в настоящее время в нефтегазовой отрасли все чаще используются автономные энергетические источники. При этом воз никает задача выбора типа, мощности и места расположения автономных энер гоблоков, с учетом их надежности, рабочего ресурса, стоимости и минималь ных потерь энергии при передаче ее потребителям.

В работе проведен анализ эксплуатационных характеристик промышлен ных мини-электростанций отечественного и зарубежного производства. Пока зано, что по критериям «долговечность - себестоимость электроэнергии - на дежность» приоритетными для нефтегазодобывающих предприятий являются секционированные газопоршневые мини-электростанции мощностью 1… МВт, работающие на попутном газе.

В настоящее время сложился достаточно обширный рынок автономных энергетических источников, и задача реконструкции сводится к выбору опти мального типа и мощностей энергоустановок и их территориального размеще ния, как с точки зрения надежного энергоснабжения промыслов, так и с точки зрения уменьшения удельных энергозатрат на добычу нефти и газа.

Задача выбора оптимальной системы энергоснабжения нефтегазовых промыслов должна решаться с учетом территориального размещения и мощ ности как потребителей, так и источников электрической энергии. Поэтому по становка оптимизационной задачи должна проводиться индивидуально для ка ждого месторождения.

Исходной информацией для проведения расчетов служит масштабная карта месторождения, на которую нанесены все энергопотребляющие объекты (кусты скважин, водонагнетательные насосы и пр.) с указанием их установлен ной мощности.

Анализ показывает, что потребление электроэнергии в пределах место рождения имеет ярко выраженный неравномерный характер. Поверхность энергопотребления имеет целый ряд локальных экстремумов, расположение которых соответствует областям максимального и минимального энергопо требления.

Задача размещения объектов для данного случая формализуется сле дующим образом.

На территории месторождения необходимо разместить n автономных источников электроэнергии с известной суммарной мощностью N0 кВт таким образом, чтобы нагрузка электроприемников соответствовала их номинальным показателям, а суммарные тепловые потери в силовых линиях были минималь ны. Пусть m существующих объектов (кустов скважин, насосных станции и других потребителей) размещены в различных точках P1,…,Pm плоскости, а но вые объекты (автономные энергоисточники) – в точках X1…Xn. Расстояние ме жду точками расположения j-го нового и i–го существующего объектов обо значим как d(Xj,Pi). Обозначим годовые удельные потери энергии в кабеле ме жду j-м новым и i–м существующим объектом через wij=F1(Ni). Тогда общие годовые потери энергии определятся как m f ( X ) = wij d ( X j, Pi ), (32) i = d ( X j, Pi ) = ( x j ai ) 2 + ( y j bi ) 2 ;

где хj, yj – искомые координаты y источников энергии, ai и bi – 1. 0. координаты i-го существую 2, 0. щего энергопотребителя.

0. Задача размещения ново 0. 0. го объекта на плоскости со 0. стоит в минимизации целе 0. вой функции: f(X)min.

0. Определяя частные про 0. 0. 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1. изводные f по x и y, при x Рис.17. Вариант расположения трех автономных равнивая их нулю и разрешая энергоисточников с номинальными мощностями 6, 4 и относительно x и y, полу 2,5 МВт.

чим следующие итерационные формулы:

m w a / E (h) ij i i ( h +1) = i =, (33) xj m w (h) /E ij i i = m w b / E (h) ij i i ( h +1) = i =, (34) yj m w (h) /E ij i i = где E i = ( x a i ) + ( y b i ) +.

(h) (h) 2 (h ) Расчет оптимального расположения автономных энергоблоков, прове денный по данным итерационным формулам, позволяет определить распо ложение произвольного числа источников (рис.17).

Предлагаемый алгоритм позволяет не только повысить надежность энерго снабжения объектов нефтегазовых месторождений, но и уменьшить в 2…5 раз потери электроэнергии в линиях электропередач.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ 1. Разработана математическая модель прогнозирования времени наработки на отказ технологического оборудования, учитывающая как условия эксплуа тации, так и его конструктивные и качественные показатели. Установлены количественные критерии влияния условий эксплуатации этого оборудова ния на его рабочий ресурс. Показано, что достоверность разработанных мо делей не менее чем в два раза превосходит точность прогноза моделей, ис пользующих стационарный поток отказов.

2. Разработана методика распознавания аномальных зон разработки нефтяных и газовых месторождений, предрасположенных к повышенной аварийности оборудования. Установлено, что различные типы отказов оборудования имеют детерминированный характер по месту локализации аварий. Уста новлены статистически значимые связи между типами отказов и технологи ческими характеристиками эксплуатации кустов скважин.

3. Предложены методы диагностирования технического состояния газотурбин ных машин, основанные на положениях теории динамического хаоса. На ос нове исследований природы стохастических процессов в сложных механи ческих системах разработана методика анализа спектральных данных виб родиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечи вающая распознавание развивающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, не доступных традиционным методам.

4. Разработан комплекс методов прогнозирования сроков наступления отказов в работе нефтегазового оборудования с развивающимися дефектами различ ного вида. Апробация методики показала, что ее применение позволяет увеличить точность прогноза не менее чем на 10…30 % по сравнению с традиционными способами прогноза.

5. Предложены методы оптимального планирования сроков проведения ремон тов нефтедобывающего и газотранспортного оборудования, позволяющие минимизировать убытки предприятия. Предложенные методы основаны на ретроспективном анализе базы данных ИИС о динамике падения дебитов скважин и численных решениях, полученных на основе имитационной мо дели отказов газоперекачивающего оборудования. Установлено, что подоб ное долгосрочное планирование позволяет уменьшить аварийность, сокра тить время простоя оборудования и увеличить прибыль предприятия на 5…7%.

6. Предложен метод повышения надежности и экономичности работы энерге тического оборудования в условиях, когда присоединенная нагрузка изменя ется в результате отказов энергопотребляющих установок. Установлено, что применение предложенной методики позволяет сократить потери электро энергии на кустовых трансформаторных подстанциях не менее чем на 2%.

7. Разработана стратегия выбора типов и мест размещения автономных источ ников энергии на основе использования автономных газотурбинных и газо поршневых энергетических модулей, позволяющая повысить надежность энергоснабжения нефтяных и газовых промыслов и уменьшить стоимость потребляемой тепловой и электрической энергии. Показано, что в этих целях наиболее эффективно использование газопоршневых установок единичной мощности 1-2 МВт, работающих на попутном газе. Предложены алгоритмы размещения подобных энергетических установок на территории нефтяных месторождений, позволяющие уменьшить в 2-5 раз потери в линиях элек тропередач.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Байков И.Р., Смородов Е.А. Принципы создания и использования базы дан ных по критическим режимам ГПА КС.// Новоселовские чтения: Тез.докл.

Всерос. науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, С.8.

2. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение ранговых крите риев для вибродиагностики ГПА.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос.

науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, C.9.

3. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Диагностирование техниче ского состояния газоперекачивающего оборудования методами теории рас познавания образов.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос. науч.-техн.

конф.-Уфа, 1998, C.7.

4. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Выбор оптимальной периодич ности виброобследования газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос. науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, C.6.

5. Смородов Е.А., Смородова О.В. Определение неплотностей запорного обо рудования магистральных газопроводов./ Энергосбережение: Тез.докл. Все рос. науч.-техн. конф.-Уфа, УГАТУ, 1998, С.18.

6. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Генерация сверхнизких частот при работе газоперекачивающих агрегатов и их влияние на спектры вибра ции //Изв. ВУЗов. Нефть и газ.- 1999.- №4.- С.62-67.

7. Смородов Е.А., Смородова О.В., Мусин Д.Ш. Разработка договорной стра тегии нефтеперекачивающих предприятий с энергосистемами //Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Тез. докл.

III Всерос. конф. 26-27 октября 1999 г. - Н.-Новгород, 1999.-С.84.

8. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р Оптимизация периодичности очистки нефтепродуктопроводов //Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1999.-№8.- С.8.

9. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Оптимизация размещения энергетических объектов по критерию минимальных потерь энергии. //Изв.

ВУЗов. Проблемы энергетики.- 1999.- №3-4.- С.27.

10. Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение динамики зависимостей между рабо чими параметрами газоперекачивающих агрегатов. // Методы кибернетики химико-технологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч. конф.

–Уфа: УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.167.

11. Смородов Е.А., Смородова О.В., Шахов М.Ю. Низкочастотные колебания подшипниковых узлов газоперекачивающих агрегатов. // Методы киберне тики химико-технологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч.

конф. –Уфа: УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.161.

12. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Имитационное моделирование отказов газоперекачивающих аппаратов. // Методы кибернетики химико технологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч. конф. –Уфа:

УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.139.

13. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Ранговые критерии в виброди агностике ГПА // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос.

науч.-техн. конф.- Уфа: УГНТУ, 1999.- С.130.

14. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Выбор частоты вибрационных обследований технологического оборудования системы магистрального транспорта газа. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос.

науч.-техн. конф.- Уфа: УГНТУ, 1999.- С.134.

15. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Принятие решений о ремонте оборудования компрессорных станций с применением методов теории игр. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос. науч.-техн. конф. Уфа: УГНТУ, 1999.- С.138.

16. Смородов Е.А., Смородова О.В. Некоторые эмпирические зависимости по отказам газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций. // Мате риалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос. науч.-техн. конф.- Уфа:

УГНТУ, 1999.- С.142.

17. Байков И.Р., Смородов Е.А. Диагностика технического состояния механиз мов на основе статистического анализа вибросигналов //Изв. ВУЗов. Про блемы энергетики. -1999.-№11-12.- С.24-29.

18. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов. //Изв.

ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2000.- №1-2.- С.96-100.

19. Байков И.Р., Смородов Е,А, Смородова О.В. Моделирование отказов газопе рекачивающих агрегатов методом Монте-Карло //Газовая промышленность. 2000.- №2.- С.20-22.

20. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Закиев А.А.Определение некоторых эмпи рических зависимостей энергетических параметров роторных гидроакусти ческих излучателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000:

Материалы Всерос. науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.119-120.

21. Курочкин А.К. Смородов Е.А., Распределение мощности в вы сокоскоростных роторных гидроакустических излучателях // Энергосбере жение в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ.

конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.69-73.

22. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Алексеев С.З. Исследование расходно напорных характеристик высокоскоростных гидроакустических из лучателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.121-122.

23. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Закиев А.А. Исследование спектрального со става акустических колебаний высокоскоростных гидроакустических излу чателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.117-118.

24. Курочкин А.К., Смородов Е.А. Экспериментальные исследования зависимо сти кавитационного шума высокоскоростного гидроакустического излучате ля от частоты вращения ротора и статического давления. // Энергосбереже ние в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ. конф.

– Казань: КГТУ, 2000, С.123-124.

25. Smorodov E., Deev V. Aplication of Serial Statistics for Diagnostics of the Oil and Gas Equipment // Journal of fushun petroleum institute.- №4.-2000.- Р.52-57.

26. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение ранговых крите риев для вибродиагностики газоперекачивающих агрегатов //Газовая про мышленность. Специальный выпуск.-2000.- С.42-44.

27. Смородов Е.А., Китаев С.В. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА// Газовая промышленность.-2000.-№5.-С.29-31.

28. Байков И.Р., Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение влияния очистных меро приятий проточных частей осевых компрессоров на надежность работы га зотурбинных установок //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2000.- №5-6. С.77-82.

29. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В и др. Уточнение прогнозов ава рийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- №7-8.- 2000.- с.17-22.

30. Смородов Е.А., Деев В.Г. Стратегия взаимоотношений между поставщиками и потребителями электроэнергии //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики. 2000.-№11-12.-С.36-43.

31. Байков И.Р., Смородов Е.А., Деев В.Г. Математическое моделирование отка зов насосно-силового оборудования нефтедобывающих промыслов //Горный вестник.- 2000.-№3.- С.51-54.

32. Смородов Е.А., ДеевВ.Г. Оценка качества фонда нефтедобывающих сква жин //Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы межрегион. науч.-метод.

конф.-Уфа.- 2000.- C.93-95.

33. Смородов Е.А., Деев В.Г. Контроль уравновешенности станка-качалки на основе обработки синхронных динамограмм и токограмм// Проблемы нефте газовой отрасли: Материалы мнжрегиональной научно-методической кон ференции. –Уфа, 2000.- C.95-97.

34. Смородов Е.А, Деев В.Г., Исмаков Р.А. Методы экспресс-оценки качества фонда нефтедобывающих скважин. //Изв. ВУЗов. Нефть и газ. -2001.- №1. С.40-44.

35. Байков И.Р., Смородов Е.А., Шакиров Б.М. Принципы реконструкции сис темы энергоснабжения населенных пунктов //Изв. ВУЗов. Проблемы энерге тики.- 2001.- №9-10.- С.77-81.

36. Смородов Е.А., Исмаков Р.А., Деев В.Г. Оптимизация сроков проведения ремонтных мероприятий подземного оборудования //Нефтяное хозяйство 2001.-№2.- С.60-63.

37. Байков И.Р, Гольянов А.И., Смородов Е.А. и др. Уточнение методики опре деления технического состояния проточной части газоперекачивающих аг регатов //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2001.- №3-4.- С.3-6.

38. Смородов Е.А., Деев В.Г. Оперативный контроль сбалансированности стан ка-качалки ШГН на основе динамометрирования // Нефтяное хозяйство. 2001.-№7.- С.57-58.

39. Байков И.Р., Смородов Е.А., Костарева С.Н. Оценка технического состояния ГКУ с помощью вибрации //Газовая промышленность.- 2001.- №4.- С.39-41.

40. Байков И.Р., Смородов Е.А., Соловьев В.Я. Оптимизация нагрузок кустовых трансформаторных подстанций нефтедобывающего предприятия // Изв. ВУ Зов. Проблемы энергетики. - 2002.- №11-12. С.32-36.

41. Байков И.Р., Смородов Е.А., Шакиров Б.М. Оценка эффективности исполь зования мини электростанции //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2002. №9-10.- С.115-120.

42. Байков И.Р., Смородов Е.А., Деев В.Г. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче //Нефтяное хозяйство. 2002.-№2.- С.71-74.

43. Байков И.Р., Смородов Е.А., Соловьев В.Я. Динамические нагрузки в штан гах глубинных насосов и их влияние на безопасность эксплуатации//Изв.

ВУЗов. Нефть и газ. - 2003. - №1. С.41-45.

44. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья.-М.:

ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-275 с.



 

Похожие работы:





 
2013 www.netess.ru - «Бесплатная библиотека авторефератов кандидатских и докторских диссертаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.